JP3638969B2

JP3638969B2 - Apparatus and method for removing sulfur species from hot gases obtained from coal

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Publication number: JP3638969B2
Application number: JP11588894A
Authority: JP
Inventors: アレンニューバイリチャード
Original assignee: Westinghouse Electric Corp
Current assignee: CBS Corp
Priority date: 1993-04-30
Filing date: 1994-05-02
Publication date: 2005-04-13
Anticipated expiration: 2020-04-13
Also published as: KR100278949B1; JPH0741777A; EP0622442B1; EP0622442A2; ES2126709T3; EP0622442A3; TW245652B; DE69415579T2; CA2122523A1; US5540896A; DE69415579D1

Description

【０００１】
【産業上の利用分野】
本発明は、石炭から得られた高温燃料ガスの清浄化装置及び方法に関する。特に、本発明は、石炭ガス化複合サイクル（integrated combined cycle coal gasification)動力プラント又は直接石炭燃焼式ガスタービン動力プラントにおいて、石炭から得られた高温高圧の燃料ガスから粒子、硫黄化学種、及びアルカリ化学種を除去する高温ガス清浄化装置及び方法に関する。
【０００２】
【従来の技術及び発明が解決しようとする課題】
高効率であり、資本費が安く、しかもリードタイムが短いガスタービン動力プラントであるならば、このようなガスタービン動力プラントは発電手段として電力会社にとって魅力のあるものになる。残念ながら、従来、ガスタービンは、高価な燃料（場合によっては、希少価値のある燃料）、主として、留出油や天然ガスを利用するものであり、したがって、それ以外の燃料を利用できないという制約があった。石炭は入手容易であり、しかも安価なので、主燃料として石炭を利用できるガスタービン発電装置の開発に向けて相当な力が注がれた。
【０００３】
そこで、２つの方式が開発されたのであるが、石炭ガス化複合サイクル動力プラントと呼ばれる一方式では、ガスタービン圧縮機からの蒸気及び圧縮空気又は圧縮酸素を用いてガス化装置内で石炭を部分的に燃焼させて、発熱量が低〜中程度の燃料ガスを生じさせる。別法では、石炭を圧縮機からの圧縮空気中で直接ガス化し、それにより低発熱量の燃料ガスを生じさせる。いずれの方式においても、得られる高温高圧のガスを次に、ガスタービンのタービン部内で膨張させる必要がある。ガスは硫黄化学種やアルカリ化学種だけでなく、粒状物を含むので（これらは全てタービン構成要素にとって有害である）、ガスをタービン内での膨張に先立って清浄化することが重要である。清浄ガスは又、環境排出基準を満たす必要がある。
【０００４】
従来、燃料ガス清浄化装置は周囲温度付近の温度で作動するので、高温燃料ガスを清浄化に先立って冷却するための大型熱交換機器を必要とする。かかる低温ガス清浄化技術は費用がかかり、しかも動力プラントの効率を低下させる。粒子除去のためのセラミックバリヤーフィルタ技術及び硫黄除去のための亜鉛を基剤とした収着剤（sorbent:吸収剤と呼ばれることもある）を利用する高温清浄化装置が提案されたが、かかる装置は資本費及び作動費が高い。亜鉛基剤収着剤の動作温度には制限があり、そのため、大型熱交換機器が依然として必要である。その上、亜鉛基剤収着剤の費用は高く、また、物理的及び化学的消耗に起因する収着剤の喪失の度合いは大きく、しかも作動費を大幅に増大させている。
【０００５】
したがって、高温高圧の燃料ガスに対して作動でき、高価な収着剤の使用が最少量に抑えられ、それにより作動が経済的な高温燃料ガス清浄化装置を提供することが望ましい。
【０００６】
したがって、本発明の目的は、高温高圧の燃料ガスに対して作動でき、高価な収着剤の使用が最少量に抑えられ、それにより作動が経済的な高温燃料ガス清浄化装置を提供することにある。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
本発明の上記目的及び他の目的は、高温石炭燃焼ガスから硫黄化学種を除去する装置であって、第１の硫黄収着剤を注入して前記ガスと接触させ、それにより前記ガス中に第１の硫黄収着剤を同伴させると共に第１の硫黄収着剤を第１の硫黄化合物に変換させる第１の手段と、前記ガスから、同伴された前記第１の硫黄収着剤の少なくとも一部と前記第１の硫黄化合物を除去する除去手段と、前記ガスを前記除去手段から受け入れるよう連結されていて、第２の硫黄収着剤を前記ガスに接触させて前記第２の硫黄収着剤の一部を第２の硫黄化合物に変換させる手段と、前記第２の硫黄収着剤及び硫黄ガスを生じさせるよう前記第２の硫黄化合物を再生する再生手段と、前記除去手段により除去された前記第１の硫黄収着剤及び第１の硫黄化合物を受け入れるよう連結されると共に前記再生手段で生じた前記硫黄ガスを受け入れるよう連結されている容器とを有し、該容器は前記硫黄ガスにより流動化される前記第１の硫黄収着剤と前記第１の硫黄化合物とから成る層を包囲することを特徴とする装置によって達成される。
【０００８】
本発明の一実施例では、第１の硫黄収着剤接触手段は第１の硫黄収着剤の粒子をガス中に注入するインゼクタから成る。本発明の装置は更に、第１の硫黄化合物を、該第１の硫黄収着剤よりも安定な第３の硫黄化合物に変換させる手段及び硫黄ガスを固体硫黄化合物を変換させる手段を含む。変換手段は、第１のフィルタから第１の硫黄化合物を受け入れるよう連結されると共に硫黄ガスを脱離塔から受け入れるよう連結されている。
【０００９】
本発明は又、高温石炭燃焼ガスから硫黄化学種を除去する方法であって、第１の硫黄収着剤を前記ガスに接触させ、それにより前記第１の硫黄収着剤を第１の硫黄化合物に変換させることにより前記ガスから前記硫黄化学種の第１の部分を除去し、前記第１の硫黄収着剤及び前記第１の硫黄化合物の少なくとも一部は前記ガス中に同伴され、同伴された前記第１の硫黄収着剤の少なくとも一部及び同伴された前記第１の硫黄化合物を除去し、第２の硫黄収着剤を前記ガスに接触させ、それにより前記第２の硫黄収着剤を第２の硫黄化合物に変換させることにより前記ガスから前記硫黄化学種の第２の部分を除去し、前記第２の硫黄収着剤及び第２の硫黄化合物の少なくとも一部は前記ガス中に同伴され、前記第２の硫黄化合物の少なくとも一部を脱離塔内で前記ガスに接触させて再生された第２の硫黄収着剤及び硫黄ガスを生じさせることを特徴とする方法を提供する。
【００１０】
【実施例】
図面を参照すると、図１には、石炭ガス化複合サイクルガスタービン動力プラントの略図が示されている。この動力プラントは圧縮機１を含み、圧縮機１は、周囲空気９を引き込んで高圧の空気１０を生じさせ、この高圧空気は、ガス化装置２内で石炭１１をガス化させるのに用いられる。ガス化装置は燃料ガス１２を生じさせ、この燃料ガス１２は温度及び圧力がそれぞれ１６５０℃（３０００°Ｆ）、２７６０ｋPa（４００psia）という高い値であり、そして、硫黄化学種（主として硫化水素及びＣＯＳ）やアルカリ化学種だけでなく、粒子、主として石炭スラグ及びアッシュをも含有している。燃料ガス１２はサイクロン分離器３に通され、この中で粒状物の一部が除去される。次に、燃料ガスは給水または蒸気１３が供給される熱交換器４を通って流れ、この中で燃料ガスの温度は約９２５℃（１７００°Ｆ）に下がる。
【００１１】
次に、燃料交換器４からの燃料ガス２０は、本発明によるガス清浄化装置で処理される。清浄ガス１５は、補助燃料、例えば油または天然ガスが加えられる燃焼器６内で燃焼され、高温ガスはタービン７内で膨張する。タービン７からの膨張ガス１８は、熱交換器４からの加熱された給水または蒸気が供給される排熱回収熱交換器８を通って流れ、次いで、ガス１９が大気中へ排出される。
【００１２】
本発明のガス清浄化装置の全体構成が図２に示されている。ガス清浄化装置は３つの主要なサブシステム、即ち、一次硫黄除去／酸化サブシステム２１、ポリッシング硫黄除去／脱離（「再生」ともいう）システム２２及びアルカリ除去ユニット２３を有する。一次硫黄収着剤又は吸収剤２４が一次フィルタ２５の上流側で燃料ガス２０中へ注入され、それにより燃料ガスから硫黄のかなりの部分を除去する。次に、収着剤含有燃料ガス４４は一次フィルタ２５を通って流れ、このフィルタ２５内で、使用済み及び使用されなかった、即ち、未使用の一次硫黄収着剤のかなりの部分７３が除去されて酸化装置２６に差し向けられる。次に、瀘過された燃料ガス４０は、アルカリ収着剤固定層（「固定床」という場合もある）を収容したアルカリ除去ユニット２３に差し向けられ、このアルカリ除去ユニット２３内で、アルカリ化学種のかなりの部分が燃料ガスから除去される。
【００１３】
燃料ガス４１はアルカリ除去ユニット２３から、ポリッシング脱硫装置３３に差し向けられ、このポリッシング脱硫装置３３内においてポリッシング硫黄収着剤は、燃料ガス４１により流動化された層中に保たれる。ポリッシング脱硫装置３３は燃料ガス中に残っている硫黄のかなりの部分を除去し、燃料ガス４２はサイクロン分離器に送られ粒状物の除去が行なわれる。次に、燃料ガス４３は二次フィルタ３５を通って流れ、清浄ガスが本発明のガス清浄化装置から排出される。次に、フィルタによって捕捉された固形物９７（使用済み及び未使用の収着剤を含む）は次に再処理のために取り出される。なお、かかる再処理としては、後述の再生操作が含まれる。
【００１４】
図２に示すように、ポリッシング脱硫装置３３からの使用済みポリッシング収着剤８７は脱離塔（「再生塔」ともいう）３４に差し向けられ、この脱離塔３４には使用済み収着剤層を流動化させるための空気２９が引き込まれ、それにより再生ポリッシング収着剤９２を生じさせて、これをポリッシング脱硫装置３３に再循環させる。また、再生により亜硫酸ガスが生じ、この亜硫酸ガスはサイクロン分離器２８を経て酸化装置２６に差し向けられる。酸化装置２６内では、使用済み及び未使用の収着剤７３は脱離塔３４からの亜硫酸ガスに富むガス流９３及び空気７８によって流動化された層内に維持される。この結果、使用済みの収着剤は廃棄処分３１に適する一層安定した化合物に変換される。サイクロン分離器８１内で粒子の除去が行われた後、酸化装置２６からのガス３６は煙突（図示せず）に送られる。本発明のガス清浄化装置の種々の構成要素及びこれら構成要素内で生じる種々の反応を以下に説明する。
【００１５】
図３に示すように、好ましい実施例では、一次硫黄収着剤２４はインゼクタ６０によって一次フィルタ２５の上流側で比較的微細な粒子として直接、燃料ガス２０中に注入される。好ましくは、収着剤２４はカルシウムを基剤としたもの、例えば方解石系石灰石(calcitic limestone)、ドロマイト系石灰石(dolomitic limestone) であり、この収着剤２４は「使用済み」収着剤と称される硫黄化合物、即ちＣａＳを生じさせることにより硫黄を除去する。従って、主反応は次の通りである。
【００１６】
ＣａＣＯ₃＋Ｈ₂Ｓ＝ＣａＳ＋Ｈ₂Ｏ＋ＣＯ₂
しかしながら、消灰石も使用可能であり、この場合における主反応は次の通りである。
【００１７】
Ｃａ（ＯＨ₂）＝ＣａＯ＋Ｈ₂Ｏ
ＣａＯ＋Ｈ₂Ｓ／ＣＯ₂＝ＣａＳ／ＣａＣＯ₃
好ましくは、収着剤２４の注入速度は、カルシウム／硫黄供給速度を原子比で約２．０に保つのに十分な速度である。
【００１８】
後述のように、一次フィルタ２５により除去された未使用のカルシウム基剤の過剰の収着剤は、この過剰の収着剤を酸化装置６内で流動化させることにより、ポリッシング脱硫装置３３内における銅基剤収着剤の再生により生じる亜硫酸ガスを捕捉するのに用いられる。従って、収着剤２４の粒径は、容易に流動化できるほど小さいものであることが必要である。好ましい実施例では、−７０メッシュ（即ち、直径が約２５０μｍ未満）の方解石系石灰石収着剤粒子が用いられる。好ましくは、これら粒子の質量−平均直径は約５０μｍ、表面−平均直径は約２０μｍである。更に以下に述べるように、一次フィルタが高性能であることによりかかる直径の小さな粒子を用いることが可能となるが、これにより脱硫操作の効率を向上させることができる。
【００１９】
上述のように、本発明の好ましい実施例では、燃料ガスからの有害なアルカリ蒸気、主として塩化物及び水和物の形態の多くはナトリウム化学種及びカリウム化学種の除去に大きな注意が向けられている。従って、図３に示すように、アルカリ収着剤６２の粒子もインゼクタ６１を経て一次フィルタ２５の上流側で燃料ガス２０に直接注入される。好ましい実施例では、アルカリ収着剤６２は、８０％−３２５メッシュに粉砕されるエマスライト(emathlite）収着剤である。
【００２０】
上述したように、燃料ガス中へのアルカリ収着剤６２への直接注入に加えて、或いはこれに代えて図２に示すように、燃料ガス４０を一次フィルタ２５からアルカリ除去ユニット２３に流通させることにより、アルカリの除去を行なってもよい。好ましい実施例では、アルカリ除去ユニット２３は、図８に示すように、分配プレート１７４上に支持されたエマスライト(emathlite）ペレット２１４から成る充填層２１０を包囲する容器１７０を含む。好ましくは、分配プレート１７４はセラミック材料から形成され、これには或る数の孔２０７が設けられており、それにより流動層２１０を通る均一のガス流を維持するのに充分な圧力降下を生じさせるようになっている。容器１７０は、ガス入口１７２、ガス出口１７３及び固形物入口１７１を含む。
【００２１】
硫黄収着剤及びアルカリ収着剤の注入後、燃料ガス４５は、図３に示すように一次フィルタ２５を通って流れる。図５に示すように、本発明の好ましい実施例では、一次フィルタ２５は、耐火物１７５で内張りされていて複数のフィルタ柱状配列体１７６が収納された容器１５０を有する。各フィルタ柱状配列体１７６は、高合金管板及び膨張組立体を含む支持構造体１５５で支持された３本のキャンドルアレイ１５７によって形成されている。図６に示すように、各キャンドルアレイ１５７は共通のプレナム１５８に連結された複数のキャンドル１５９で構成されている。図７に示すように、各キャンドルが有孔壁を有する中空のセラミック管１６０で構成されており、この有孔壁内にガスが流れ、後にセラミック管１６０の外面に粒状物がフィルタケークとして残る。
【００２２】
好ましい実施例では、パルス式清浄化装置が一次フィルタ２５に組み込まれている。清浄化を行うには、図３に示すようにパルス圧縮機６５の出力をパルス制御弁６３によりキャンドルプレナム１５８に連結する。圧縮機６５はガス６６、例えば窒素または燃料ガスのパルスをキャンドル１６０の中空部分内へ差し向けてキャンドルの外面上のフィルタケークの過度の増大を防止する。
【００２３】
図５を参照すると、一次フィルタ容器１５７は、収着剤含有燃料ガス４４が差し向けられるガス入口１５３を有する。燃料ガス４４は容器１５７に入ると、ライナー１５４により、容器とライナーとの間に形成された環状通路内を上方に流れるよう差し向けられる。次に、燃料ガス４４は下方へ流れて各アレイ１５７のキャンドル１６０に流入する。清浄になった燃料ガス４０はキャンドルアレイプレナム１５８から共通のプレナム１５６内へ流れ、次にガス出口１５１を通って流出する。容器１５０の底部に設けられている固形物出口１５２により、燃料ガスから除去された粒子は容器から排出することができる。これら粒子には、未使用及び使用済みの主硫黄収着剤、即ち、本発明の実施例では、石灰石（ＣａＣＯ₃）及び硫化カルシウム（ＣａＳ）が含まれる。
【００２４】
上述の一般形式のキャンドル形セラミックバリヤーフィルタは、米国特許第4,973,458 号（発明者：ニューバイ氏等）、及び第4,812,149 号（発明者：グリフィン氏等）、第4,764,190 号（発明者：イスラエルソン氏等）、第4,735,635 号（発明者：イスラエルソン氏等）及び第4,539,025 号（発明者：シルベストリ氏等）に開示されており、かかる米国特許の各々の全体を本明細書の一部を形成するものとしてここに引用する。しかしながら、本発明を、他の形式の高性能高温フィルタ、例えばバグフィルタ要素（例えば、シルベストリ氏等に付与された米国特許第4,553,986 号）参照）または直交流形フィルタを用いて実施しても良い。なお、かかる米国特許第4,553,986 号の開示全体を本明細書の一部を形成するものとしてここに引用する。
【００２５】
一次フィルタ２５から除去された固形物７３（即ち、ＣａＣＯ₃及びＣａＳ）は、スクリューコンベヤ６７を介して、ガス７０により加圧されたロックホッパ６８に運ばれ、ここでガス６９が抜かれる。減圧された固形物７４はロックホッパ６８から、ホッパ７１内に収集され、次に回転送り装置７２を経て酸化装置２６に差し向けられ、後述するようにポリッシング収着剤の再生中に生じる亜硫酸ガスの捕捉を行なう。
【００２６】
燃料ガス４０は、一次フィルタ２５及びアルカリ除去ユニット２３（一つ設けられている場合）を通って流れた後、図２及び図４に示すようにポリッシング脱硫装置３３に流入する。図９に示すように、ポリッシング脱硫装置３３は燃料ガス４０によって流動化される硫黄収着剤８６の流動層２１１を包囲する容器１８０を有する。通常の動作条件のもとでは、流動層は温度約８７０℃（１６００°Ｆ）及び圧力約１５８５ｋPa（２３０psia）に維持される。容器１８０は、後述するように燃料ガス４０と再生されたポリッシング収着剤９２の粒子の混合物４６を受け入れる入口１８１と、新たなポリッシング収着剤供給８６を導入する固形物入口１８３と、脱硫されたガス４７を送り出すためのガス出口４７と、使用済みのポリッシング収着剤８７を脱離塔３４に送るための固形物出口１８４とを有する。
【００２７】
図４に示すように、後述のように再生処理が施されたポリッシング硫黄収着剤９２は燃料ガス４０の流れにより垂直上方に送られて容器１８０中に注入され、「ジェッティング（jetting)」流動層２１１を生じさせる。これにより、脱硫反応が収着剤９２の初期の同拌中に開始し、また収着剤９２の粒子が「ジェット」内で均質に混合され、それにより強度の発熱反応によって収着剤中に過度の温度が生じるのが防止される。新たなポリッシング収着剤８６を必要ならば容器１８０に追加して収着剤の損失を補償する。容器１８０から送り出された燃料ガス４７は一対のサイクロン分離器２７′，２７″を通過し、かかるサイクロン分離器内で同拌収着剤粒子が捕捉され、Ｌ字形５０を経て容器に戻る。このＬ字形弁５０には加圧ガス５９、例えば窒素または燃料ガスが導入される。
【００２８】
好ましい実施例では、ポリッシング硫黄収着剤８６は、銅を基剤とする収着剤である。しかしながら、亜鉛、鉄、マンガンを基剤とする収着剤も利用可能である。好ましくは、収着剤は、−３５メッシュ（即ち、５００μｍ未満）に粉砕された多孔性アルミナ粒子上に被膜として支持された１０重量％の銅を含む酸化銅である。カルシウム基剤の収着剤と同様、粒径は流動層２１１が良好に流動化するよう選択される。変形例として、酸化銅粒子と不活性シリカ又はアルミナ粒子を使用しても良い。主反応は以下のように銅金属への酸化銅の還元と銅のスルフィド化であり、それにより硫黄化合物を生じる。
【００２９】
ＣｕＯ＋Ｈ₂／ＣＯ＝Ｃｕ＋Ｈ₂Ｏ／ＣＯ₂
２Ｃｕ＋Ｈ₂Ｓ＝Ｃｕ₂Ｓ＋Ｈ₂
主要な脱硫操作の大部分について比較的安価なカルシウム収着剤２４を使用することにより、副次的な脱硫操作においてそれよりも高価な銅基剤の収着剤８６の一層経済的な使用が可能になる。加うるに、使用済み銅収着剤を再生すると、後述のように、収着剤に係る費用が更に少なくなる。さらに、ペレット直径が最高１．２ｃｍ（０．５インチ）である現行法と比較してかかる直径の小さな収着剤粒子を用いると、硫化作用（硫酸化作用）、再生、及び耐久性が向上することになる。
【００３０】
燃料ガス４３はポリッシング脱硫装置３３から二次フィルタ３５へ差し向けられ、ここで粒状物が除去される。好ましい実施例では、二次フィルタ３５はセラミック製のバリヤー形式のものであり、一次フィルタ２５と同一設計のものであるのが良い。フィルタから除去された固形物９７はネジ圧縮機９８を経てガス１００により加圧されたロックホッパ１０１に送られ、ロックホッパ１０１からガス９９が抜かれる。濾過を二段にした結果として、二次フィルタにより除去された粒子は本質的には未使用のポリッシング硫黄収着剤８６（即ち、酸化銅）及び石炭アッシュ及びカルシウム基剤の収着剤による汚染の無い使用済み収着剤（即ち、硫化銅）である。その結果、ロックホッパ１０１からの固形物はホッパ１０２内に集められ、次に除去され、例えば脱離塔３４内での再処理が行われる。
【００３１】
図４に示すように、スタンドレッグが、使用済みポリッシング硫黄収着剤８７粒子（即ち、硫化銅）をポリッシング脱硫装置３３から除去し、これらをＮ字形弁８８を経て脱離塔３４内へ差し向ける。加圧空気もまた、サイクロン分離器２８′，２８″により捕捉され、加圧空気９０が供給されるＬ字形弁５０を経て導入される粒子８９と一緒に脱離塔３４内へ導入される。脱離塔内で起こる主反応は以下に示すように、銅及び硫黄への硫化銅の変換及び新しい酸化銅収着剤への銅の酸化反応である。
【００３２】
Ｃｕ＋ 1/2Ｏ₂＝ＣｕＯ
Ｃｕ₂Ｓ＋Ｏ₂＝２Ｃｕ＋ＳＯ₂
図１０に示すように、脱離塔３４は、加圧空気２９で流動化され、分配プレート２０６上に支持された使用済み及び未使用の収着剤粒子から成るスラッギング（slugging）流動層を包囲する耐火物内張り容器１９０で構成されている。通常の作動条件では、流動層は温度が約８７０℃（１６００°Ｆ）、圧力が約１６５０ｋPa（２４０psia）に維持されている。容器１９０は、加圧空気９１を受け入れる空気入口１９１と、再生されるべき使用済み収着剤８７を受け入れる固形物入口１９３と、サイクロン分離器２８′，２８″により捕捉された粒子８９が戻しの際に通る固形物入口１９２と、再生又は脱離により生じた亜硫酸ガス又は二酸化硫黄ガス（ＳＯ₂）９１を排出するガス出口１９５と、再生させた収着剤９２をポリッシング脱硫装置３３に戻す固形物出口１９４とを有する。
【００３３】
再生により生じた亜硫酸ガス１０４は熱交換器９４内で冷却されて約３１５℃（６００°Ｆ）になり、これを従来型バクハウスフィルタ９５に通す前に減圧する。バクハウスフィルタ内で捕捉された収着剤９６は再処理のため除去され、一方、清浄な亜硫酸ガスに富むガス流９３は、空気７８及び一次フィルタ２５からの使用済み及び未使用の収着剤７４と一緒に酸化装置２６に差し向けられる。
【００３４】
酸化装置２６内では、次の３つのプロセスが生じる。すなわち、(1) 脱離塔３４からのガス流９３内の二酸化硫黄が未使用の一次硫黄収着剤（即ち、ＣａＣＯ₃）により一次フィルタから捕捉されるプロセス、(2) 一次フィルタからの使用済み収着剤（即ち、ＣａＳ）が酸化して処分に適したより安定の化合物（即ち、ＣａＳＯ₄）になるプロセス、及び(3) 一次フィルタから集められた炭素が酸化して二酸化炭素になるプロセスである。かくして、主反応は以下の通りである。
【００３５】
ＣａＣＯ₃＝ＣａＯ＋ＣＯ₂
ＣａＯ＋ＳＯ₂＋ 1/2Ｏ₂＝ＣａＳＯ₄
ＣａＳ＋２Ｏ₂＝ＣａＳＯ₄
Ｃ＋Ｏ₂＝ＣＯ₂
かくして、酸化装置を用いると、脱離塔からのＳＯ₂に富むガスを未使用の一次硫黄収着剤と反応させることにより元素硫黄又は硫酸に変換させるための費用のかかるプロセスが不要になる。
【００３６】
酸化装置２６から除去された固形物３１（即ち、硫酸カルシウム）はコンベヤ７５によりホッパ７６に運ばれ、処分を待つ状態になる。酸化装置２６から排出されたガス８５は２つのサイクロン分離器８１′，８１″、熱交換器８３（この中でガスは３１５℃（６００°Ｆ）に冷却される）及び従来型バクハウスフィルタ８４を通過する。次に、ガス３６は煙突を通って大気中へ放出される。バグハウスフィルタ８４により除去された固形物８２は冷却され、第２のサイクロン分離器８１″により除去された固形物８０と一緒に処分のために貯蔵される。第１のサイクロン分離器８１′により除去された固形物７９は空気７７が供給されるＬ字形弁５０を経て酸化装置２６に戻される。
【００３７】
酸化装置２６は本質的に二段の循環式燃焼器であり、かかる循環式燃焼器では、両段は超化学量論的条件（super-stoichiometric）で動作する。図１１に示すように、酸化装置２６は使用済み及び未使用の一次収着剤粒子、即ち、主として部分的に硫化された７０メッシュの石灰石から成る大気圧状態の流動層２１３を包囲する容器２００で構成されている。脱離塔３４からの亜硫酸ガスに富むガス流９３は入口２０４を経て入口プレナムに流入してバブルキャップ分配プレート２０６により分配され、即ち、ガス流９３は分配プレートの下に導入される。このガス流は一次層２０２を流動化させるのに役立つ。空気７８は入口２０３により分配プレート２０６の上方へ注入され、第２段の希釈層（dilute bed）２１５を流動化させる。通常の作動条件では、流動層の温度は約８７０℃（１６００°Ｆ）に保たれる。容器２００は、一次フィルタからの一次収着剤７４を受け入れる第１の固形物入口２０１と、サイクロン分離器８１′により捕捉された粒子７９を戻す際に通す第２の固形物入口（図示せず）とを有する。
【００３８】
本発明をガス化装置により生じた燃料ガスに関連して図示説明したが、本発明は直接式石炭燃焼タービンで生じた燃料ガスを清浄化するのにそのまま適用できる。さらに、本発明は一次硫黄除去段階とポリッシング硫黄除去段階の両方を有するものとして開示したが、本発明は、一次又はポリッシング収着剤のいずれかだけを用いて単一の硫黄除去段階でも実施できる。
【００３９】
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の高温ガス清浄化装置を用いる統合型石炭ガス化ガスタービン動力プラントの略図である。
【図２】図１に示す高温ガス清浄化装置の略図である。
【図３】図２に示す高温ガス清浄化装置の一次フィルタ及び酸化装置部分の詳細図である。
【図４】図２に示す高温ガス清浄化装置の硫黄ポリッシングユニット、二次フィルタ及び収着剤脱離塔部分の詳細図である。
【図５】図２に示す一次フィルタの横断面図である。
【図６】図５に示す一次フィルタのキャンドルアレイの詳細図である。
【図７】図６に示すキャンドルアレイ中の一本のキャンドルの詳細図である。
【図８】図２に示すアルカリ除去容器の部分横断面図である。
【図９】図２に示す硫黄ポリッシング容器の部分横断面図である。
【図１０】図２に示す収着剤脱離塔容器の部分横断面図である。
【図１１】図２に示す酸化装置容器の部分横断面図である。
【符号の説明】
１圧縮機
２ガス化装置
３サイクロン分離器
４熱交換器
５ガス清浄化装置
６燃焼器
７タービン
８排熱回収熱交換器
２１一次硫黄除去／酸化サブシステム
２２ポリッシング硫黄除去／脱離システム
２３アルカリ除去ユニット
２４一次硫黄収着剤
２５一次フィルタ
２６酸化装置
３３ポリッシング脱硫装置
３４脱離塔
３５二次フィルタ[0001]
[Industrial application fields]
The present invention relates to an apparatus and method for cleaning hot fuel gas obtained from coal. In particular, the present invention relates to particles, sulfur species, and alkalis from high temperature and high pressure fuel gas obtained from coal in an integrated combined cycle coal gasification power plant or a direct coal combustion gas turbine power plant. The present invention relates to a hot gas cleaning apparatus and method for removing chemical species.
[0002]
[Prior art and problems to be solved by the invention]
If the gas turbine power plant is highly efficient, has low capital cost, and has a short lead time, such a gas turbine power plant will be attractive to an electric power company as a power generation means. Unfortunately, gas turbines traditionally use expensive fuels (sometimes valuable fuels), mainly distillate oil and natural gas, and therefore cannot be used for other fuels. was there. Since coal is readily available and inexpensive, considerable effort has been put into the development of gas turbine generators that can use coal as the main fuel.
[0003]
Thus, two systems have been developed. In one system called a coal gasification combined cycle power plant, the coal is partially separated in the gasifier using steam and compressed air or compressed oxygen from a gas turbine compressor. The fuel is burned to produce a fuel gas with a low to medium calorific value. Alternatively, coal is gasified directly in the compressed air from the compressor, thereby producing a low calorific fuel gas. In either system, the resulting high temperature and pressure gas must then be expanded in the turbine section of the gas turbine. Since the gas contains particulates as well as sulfur and alkaline species (all of which are harmful to turbine components), it is important to clean the gas prior to expansion in the turbine. The clean gas must also meet environmental emission standards.
[0004]
Conventionally, since the fuel gas cleaning device operates at a temperature near ambient temperature, a large heat exchange device is required to cool the high temperature fuel gas prior to cleaning. Such cold gas cleaning techniques are expensive and reduce the efficiency of the power plant. A high temperature cleaning device has been proposed that utilizes ceramic barrier filter technology for particle removal and zinc-based sorbents (sometimes called absorbents) for sulfur removal. Has high capital and operating costs. There is a limit to the operating temperature of zinc-based sorbents, so large heat exchange equipment is still needed. In addition, the cost of zinc-based sorbents is high, the degree of sorbent loss due to physical and chemical depletion is large, and the operating costs are greatly increased.
[0005]
Accordingly, it is desirable to provide a high temperature fuel gas cleaning device that can operate on high temperature and high pressure fuel gas and minimizes the use of expensive sorbents, thereby making operation economical.
[0006]
Accordingly, it is an object of the present invention to provide a high-temperature fuel gas cleaning device that can operate on high-temperature and high-pressure fuel gas and that can minimize the use of expensive sorbents, and thus is economical to operate. It is in.
[0007]
[Means for Solving the Problems]
The above and other objects of the present invention are an apparatus for removing sulfur species from a hot coal combustion gas, injecting a first sulfur sorbent into contact with the gas and thereby into the gas. A first means for entraining the first sulfur sorbent and converting the first sulfur sorbent to a first sulfur compound; and at least one of the entrained first sulfur sorbent from the gas. Removing means for removing a portion and the first sulfur compound; and receiving the gas from the removing means; and a second sulfur sorbent in contact with the gas to contact the second sulfur sorbent. A means for converting a part of the adsorbent into a second sulfur compound, a regeneration means for regenerating the second sulfur compound to produce the second sulfur sorbent and sulfur gas, and removal by the removing means Said first sulfur sorbent and first sulfur compound And a container connected to receive the sulfur gas generated in the regeneration means, the container being fluidized by the sulfur gas and the first sulfur sorbent and the container. This is achieved by an apparatus characterized in that it surrounds a layer consisting of a first sulfur compound.
[0008]
In one embodiment of the invention, the first sulfur sorbent contact means comprises an injector for injecting particles of the first sulfur sorbent into the gas. The apparatus of the present invention further includes means for converting the first sulfur compound to a third sulfur compound that is more stable than the first sulfur sorbent and means for converting the sulfur gas to a solid sulfur compound. The conversion means is coupled to receive the first sulfur compound from the first filter and is coupled to receive sulfur gas from the desorption tower.
[0009]
The present invention is also a method for removing sulfur species from a high temperature coal combustion gas, wherein a first sulfur sorbent is contacted with the gas, thereby bringing the first sulfur sorbent into first sulfur. Removing a first portion of the sulfur species from the gas by converting to a compound, wherein the first sulfur sorbent and at least a portion of the first sulfur compound are entrained in the gas; Removing at least a portion of the generated first sulfur sorbent and the entrained first sulfur compound, and contacting the second sulfur sorbent with the gas, thereby providing the second sulfur sorbent. Removing a second portion of the sulfur species from the gas by converting the adsorbent into a second sulfur compound, wherein at least a portion of the second sulfur sorbent and the second sulfur compound is the gas. Entrained in at least one of said second sulfur compounds The provides a method characterized by causing a second sulfur sorbent and a sulfur gases reproduced in contact with the gas in desorption in the tower.
[0010]
【Example】
Referring to the drawings, FIG. 1 shows a schematic diagram of a coal gasification combined cycle gas turbine power plant. The power plant includes a compressor 1 that draws in ambient air 9 to produce high pressure air 10 that is used to gasify the coal 11 within the gasifier 2. . The gasifier produces fuel gas 12, which has high temperatures and pressures of 1650 ° C. (3000 ° F.) and 2760 kPa (400 psia), respectively, and sulfur species (mainly hydrogen sulfide and COS). ) And alkali species, as well as particles, mainly coal slag and ash. The fuel gas 12 is passed through the cyclone separator 3, in which part of the particulate matter is removed. The fuel gas then flows through the heat exchanger 4 to which feed water or steam 13 is supplied, in which the temperature of the fuel gas drops to about 925 ° C. (1700 ° F.).
[0011]
Next, the fuel gas 20 from the fuel exchanger 4 is processed by the gas cleaning device according to the present invention. The clean gas 15 is combusted in the combustor 6 to which auxiliary fuel, for example oil or natural gas, is added, and the hot gas expands in the turbine 7. The expanded gas 18 from the turbine 7 flows through the exhaust heat recovery heat exchanger 8 supplied with heated feed water or steam from the heat exchanger 4, and then the gas 19 is discharged into the atmosphere.
[0012]
The whole structure of the gas purification apparatus of this invention is shown by FIG. The gas purifier has three main subsystems: a primary sulfur removal / oxidation subsystem 21, a polishing sulfur removal / desorption (also referred to as “regeneration”) system 22 and an alkali removal unit 23. Primary sulfur sorbent or absorbent 24 is injected into the fuel gas 20 upstream of the primary filter 25, thereby removing a significant portion of the sulfur from the fuel gas. The sorbent-containing fuel gas 44 then flows through the primary filter 25 in which a significant portion 73 of spent and unused, i.e., unused primary sulfur sorbent is removed. To the oxidizer 26. Next, the filtered fuel gas 40 is directed to an alkali removal unit 23 containing an alkali sorbent fixed layer (sometimes referred to as a “fixed bed”). A significant portion of the seed is removed from the fuel gas.
[0013]
The fuel gas 41 is directed from the alkali removing unit 23 to the polishing desulfurization apparatus 33, and the polishing sulfur sorbent is maintained in the layer fluidized by the fuel gas 41 in the polishing desulfurization apparatus 33. The polishing desulfurizer 33 removes a significant portion of the sulfur remaining in the fuel gas, and the fuel gas 42 is sent to a cyclone separator for particulate removal. Next, the fuel gas 43 flows through the secondary filter 35, and the clean gas is discharged from the gas cleaning device of the present invention. Next, the solids 97 (including spent and unused sorbent) captured by the filter are then removed for reprocessing. Such reprocessing includes a reproduction operation described later.
[0014]
As shown in FIG. 2, the used polishing sorbent 87 from the polishing desulfurizer 33 is directed to a desorption tower (also referred to as “regeneration tower”) 34, and the desorption tower 34 has a used sorbent. Air 29 for fluidizing the bed is drawn in, thereby producing a reclaimed polishing sorbent 92 that is recycled to the polishing desulfurizer 33. Further, sulfur dioxide gas is generated by the regeneration, and this sulfur dioxide gas is directed to the oxidizer 26 through the cyclone separator 28. Within the oxidizer 26, spent and unused sorbent 73 is maintained in a bed fluidized by a sulfurous acid rich gas stream 93 and air 78 from the desorption tower 34. As a result, the used sorbent is converted into a more stable compound suitable for disposal 31. After removal of the particles in the cyclone separator 81, the gas 36 from the oxidizer 26 is sent to a chimney (not shown). The various components of the gas cleaning device of the present invention and the various reactions that occur within these components are described below.
[0015]
In the preferred embodiment, as shown in FIG. 3, the primary sulfur sorbent 24 is injected directly into the fuel gas 20 as relatively fine particles upstream of the primary filter 25 by the injector 60. Preferably, the sorbent 24 is calcium based, such as calcitic limestone, dolomitic limestone, which is referred to as a “used” sorbent. The sulfur is removed by producing the sulfur compound to be produced, namely CaS. Therefore, the main reaction is as follows.
[0016]
CaCO_Three+ H₂S = CaS + H₂O + CO₂
However, it is possible to use apatite, and the main reaction in this case is as follows.
[0017]
Ca (OH₂) = CaO + H₂O
CaO + H₂S / CO₂= CaS / CaCO_Three
Preferably, the rate of sorbent 24 injection is sufficient to keep the calcium / sulfur feed rate at about 2.0 atomic ratio.
[0018]
As described later, excess sorbent of unused calcium base removed by the primary filter 25 is fluidized in the polishing desulfurizer 33 by fluidizing the excess sorbent in the oxidizer 6. Used to trap sulfurous acid gas generated by regeneration of copper base sorbent. Accordingly, the particle size of the sorbent 24 needs to be small enough to be easily fluidized. In a preferred embodiment, calcite-based limestone sorbent particles with a -70 mesh (i.e. less than about 250 μm in diameter) are used. Preferably, these particles have a mass-average diameter of about 50 μm and a surface-average diameter of about 20 μm. Further, as described below, the high performance of the primary filter makes it possible to use such small diameter particles, which can improve the efficiency of the desulfurization operation.
[0019]
As noted above, in the preferred embodiment of the present invention, many of the harmful alkali vapors, primarily chloride and hydrate forms from the fuel gas have received great attention directed to the removal of sodium and potassium species. Yes. Therefore, as shown in FIG. 3, the particles of the alkali sorbent 62 are also directly injected into the fuel gas 20 through the injector 61 on the upstream side of the primary filter 25. In a preferred embodiment, the alkaline sorbent 62 is an emathlite sorbent that is ground to 80% -325 mesh.
[0020]
As described above, in addition to or instead of direct injection into the alkali sorbent 62 into the fuel gas, as shown in FIG. 2, the fuel gas 40 is circulated from the primary filter 25 to the alkali removal unit 23. By doing so, the alkali may be removed. In a preferred embodiment, the alkali removal unit 23 includes a container 170 that encloses a packed bed 210 of emathlite pellets 214 supported on a distribution plate 174, as shown in FIG. Preferably, the distribution plate 174 is formed from a ceramic material, which is provided with a number of holes 207 that results in a sufficient pressure drop to maintain a uniform gas flow through the fluidized bed 210. It is supposed to let you. The container 170 includes a gas inlet 172, a gas outlet 173 and a solids inlet 171.
[0021]
After injection of the sulfur sorbent and alkali sorbent, the fuel gas 45 flows through the primary filter 25 as shown in FIG. As shown in FIG. 5, in a preferred embodiment of the present invention, the primary filter 25 has a container 150 that is lined with refractory 175 and contains a plurality of filter columnar arrays 176. Each filter columnar array 176 is formed by three candle arrays 157 supported by a support structure 155 that includes a high alloy tube sheet and an expansion assembly. As shown in FIG. 6, each candle array 157 is composed of a plurality of candles 159 connected to a common plenum 158. As shown in FIG. 7, each candle is composed of a hollow ceramic tube 160 having a perforated wall. Gas flows in the perforated wall, and particulate matter remains on the outer surface of the ceramic tube 160 later as a filter cake. .
[0022]
In the preferred embodiment, a pulsed cleaning device is incorporated into the primary filter 25. For cleaning, the output of the pulse compressor 65 is connected to a candle plenum 158 by a pulse control valve 63 as shown in FIG. The compressor 65 directs a pulse of gas 66, such as nitrogen or fuel gas, into the hollow portion of the candle 160 to prevent undue growth of the filter cake on the outer surface of the candle.
[0023]
Referring to FIG. 5, the primary filter vessel 157 has a gas inlet 153 to which the sorbent-containing fuel gas 44 is directed. As the fuel gas 44 enters the container 157, it is directed by the liner 154 to flow upward in an annular passage formed between the container and the liner. Next, the fuel gas 44 flows downward and flows into the candle 160 of each array 157. The cleaned fuel gas 40 flows from the candle array plenum 158 into the common plenum 156 and then exits through the gas outlet 151. Particles removed from the fuel gas can be discharged from the container by the solid matter outlet 152 provided at the bottom of the container 150. These particles include unused and used main sulfur sorbents, i.e., limestone (CaCO in the examples of the present invention)._Three) And calcium sulfide (CaS).
[0024]
The above-mentioned candle-type ceramic barrier filters of the general type are disclosed in U.S. Pat. No. 4,735,635 (inventor: Mr. Israelson, etc.) and 4,539,025 (inventor: Mr. Silvestri, etc.), each of which is incorporated herein by reference in its entirety. Cite here as a thing. However, the present invention may be practiced with other types of high performance high temperature filters such as bag filter elements (see, eg, US Pat. No. 4,553,986 to Silvestri et al.) Or cross flow filters. good. The entire disclosure of U.S. Pat. No. 4,553,986 is hereby incorporated by reference as forming part of this specification.
[0025]
Solids 73 removed from the primary filter 25 (ie, CaCO_ThreeAnd CaS) are conveyed to the lock hopper 68 pressurized by the gas 70 via the screw conveyor 67, where the gas 69 is extracted. The depressurized solid material 74 is collected from the lock hopper 68 into the hopper 71, and then directed to the oxidizer 26 through the rotary feeder 72, and, as will be described later, sulfurous acid gas generated during the regeneration of the polishing sorbent. Capture.
[0026]
The fuel gas 40 flows through the primary filter 25 and the alkali removing unit 23 (if one is provided), and then flows into the polishing desulfurizer 33 as shown in FIGS. As shown in FIG. 9, the polishing desulfurizer 33 includes a container 180 that surrounds a fluidized bed 211 of a sulfur sorbent 86 that is fluidized by the fuel gas 40. Under normal operating conditions, the fluidized bed is maintained at a temperature of about 870 ° C. (1600 ° F.) and a pressure of about 1585 kPa (230 psia). Vessel 180 is desulfurized, as described below, with an inlet 181 that receives a mixture 46 of fuel gas 40 and regenerated polishing sorbent 92 particles, a solid inlet 183 that introduces a new polishing sorbent supply 86. A gas outlet 47 for delivering the gas 47 and a solids outlet 184 for sending the used polishing sorbent 87 to the desorption tower 34.
[0027]
As shown in FIG. 4, the polishing sulfur sorbent 92 that has been regenerated as described below is sent vertically upward by the flow of the fuel gas 40 and injected into the container 180 for “jetting”. A fluidized bed 211 is generated. This initiates the desulfurization reaction during the initial agitation of the sorbent 92 and the particles of the sorbent 92 are mixed homogeneously in the “jet”, thereby causing a strong exothermic reaction to enter the sorbent. Excessive temperature is prevented from occurring. New polishing sorbent 86 is added to container 180 if necessary to compensate for sorbent loss. The fuel gas 47 sent out from the container 180 passes through a pair of cyclone separators 27 ′ and 27 ″, and the agitation sorbent particles are captured in the cyclone separator, and return to the container through the L-shaped 50. A pressurized gas 59 such as nitrogen or fuel gas is introduced into the L-shaped valve 50.
[0028]
In a preferred embodiment, the polishing sulfur sorbent 86 is a copper based sorbent. However, sorbents based on zinc, iron and manganese can also be used. Preferably, the sorbent is copper oxide containing 10 wt% copper supported as a coating on porous alumina particles ground to -35 mesh (ie, less than 500 μm). Similar to the calcium-based sorbent, the particle size is selected so that the fluidized bed 211 fluidizes well. As a variant, copper oxide particles and inert silica or alumina particles may be used. The main reaction is the reduction of copper oxide to copper metal and the sulfidation of copper as follows, thereby producing a sulfur compound.
[0029]
CuO + H₂/ CO = Cu + H₂O / CO₂
2Cu + H₂S = Cu₂S + H₂
The use of the relatively cheap calcium sorbent 24 for most of the major desulfurization operations allows for a more economical use of the more expensive copper-based sorbent 86 in the secondary desulfurization operation. It becomes possible. In addition, reclaiming the spent copper sorbent further reduces the costs associated with the sorbent, as described below. Furthermore, the use of sorbent particles with such a small diameter compared to current methods with a maximum pellet diameter of 1.2 cm (0.5 inch) improves sulfidation (sulfation), regeneration and durability. It will be.
[0030]
The fuel gas 43 is directed from the polishing desulfurizer 33 to the secondary filter 35, where the particulate matter is removed. In the preferred embodiment, the secondary filter 35 is of the ceramic barrier type and may be of the same design as the primary filter 25. The solid matter 97 removed from the filter is sent to the lock hopper 101 pressurized by the gas 100 through the screw compressor 98, and the gas 99 is extracted from the lock hopper 101. As a result of the second stage of filtration, the particles removed by the secondary filter are essentially contaminated with unused polishing sulfur sorbent 86 (ie, copper oxide) and coal ash and calcium based sorbent. Used sorbent without copper (ie copper sulfide). As a result, the solid matter from the lock hopper 101 is collected in the hopper 102 and then removed, and reprocessing, for example, in the desorption tower 34 is performed.
[0031]
As shown in FIG. 4, the stand leg removes the used polishing sulfur sorbent 87 particles (ie, copper sulfide) from the polishing desulfurizer 33 and passes them through the N-shaped valve 88 into the desorption tower 34. Turn. Pressurized air is also captured by the cyclone separators 28 ′, 28 ″ and introduced into the desorption tower 34 along with particles 89 introduced through an L-shaped valve 50 fed with pressurized air 90. The main reactions that occur in the desorption tower are the conversion of copper sulfide to copper and sulfur and the oxidation of copper to a new copper oxide sorbent, as shown below.
[0032]
Cu + 1 / 2O₂= CuO
Cu₂S + O₂= 2Cu + SO₂
As shown in FIG. 10, desorption tower 34 surrounds a slugging fluidized bed consisting of used and unused sorbent particles that are fluidized with pressurized air 29 and supported on distribution plate 206. It consists of a refractory lining container 190. Under normal operating conditions, the fluidized bed is maintained at a temperature of about 870 ° C. (1600 ° F.) and a pressure of about 1650 kPa (240 psia). Container 190 has an air inlet 191 that receives pressurized air 91, a solids inlet 193 that receives spent sorbent 87 to be regenerated, and particles 89 trapped by cyclone separators 28 ', 28 ". A solids inlet 192 passing therethrough, and sulfurous acid gas or sulfur dioxide gas (SO₂) A gas outlet 195 for discharging 91 and a solid outlet 194 for returning the regenerated sorbent 92 to the polishing desulfurizer 33.
[0033]
The sulfurous acid gas 104 generated by the regeneration is cooled in the heat exchanger 94 to about 315 ° C. (600 ° F.), and the pressure is reduced before passing through the conventional Bac House filter 95. The sorbent 96 trapped in the Bachaus filter is removed for reprocessing, while the clean sulfurous acid gas stream 93 is used to remove spent and unused sorbent from the air 78 and primary filter 25. 74 along with the oxidizer 26.
[0034]
Within the oxidizer 26, the following three processes occur. (1) Sulfur dioxide in the gas stream 93 from the desorption tower 34 is replaced with unused primary sulfur sorbent (ie, CaCO_Three) Process captured from the primary filter by (2), and (2) the spent sorbent (ie, CaS) from the primary filter is oxidized to a more stable compound suitable for disposal (ie, CaSO)._FourAnd (3) a process in which carbon collected from the primary filter is oxidized to carbon dioxide. Thus, the main reaction is as follows.
[0035]
CaCO_Three= CaO + CO₂
CaO + SO₂+ 1 / 2O₂= CaSO_Four
CaS + 2O₂= CaSO_Four
C + O₂= CO₂
Thus, using an oxidizer, the SO₂A costly process to convert element rich gas to elemental sulfur or sulfuric acid by reacting with unused primary sulfur sorbent is eliminated.
[0036]
The solid material 31 (that is, calcium sulfate) removed from the oxidizer 26 is transported to the hopper 76 by the conveyor 75 and awaits disposal. The gas 85 discharged from the oxidizer 26 is divided into two cyclone separators 81 ′, 81 ″, a heat exchanger 83 (in which the gas is cooled to 315 ° C. (600 ° F.)) and a conventional vacuum filter 84. Next, the gas 36 is discharged into the atmosphere through the chimney.The solids 82 removed by the baghouse filter 84 are cooled and the solids removed by the second cyclone separator 81 ". Stored for disposal with 80. The solid material 79 removed by the first cyclone separator 81 ′ is returned to the oxidizer 26 through an L-shaped valve 50 to which air 77 is supplied.
[0037]
The oxidizer 26 is essentially a two-stage recirculating combustor in which both stages operate at super-stoichiometric conditions. As shown in FIG. 11, the oxidizer 26 encloses a vessel 200 that surrounds a fluidized bed 213 at atmospheric pressure consisting of used and unused primary sorbent particles, i.e., mainly partially sulfided 70 mesh limestone. It consists of A gas stream 93 rich in sulfurous acid gas from the desorption tower 34 flows into the inlet plenum via the inlet 204 and is distributed by the bubble cap distribution plate 206, that is, the gas stream 93 is introduced below the distribution plate. This gas stream serves to fluidize the primary layer 202. Air 78 is injected above the distribution plate 206 through the inlet 203 to fluidize the second stage dilute bed 215. Under normal operating conditions, the fluidized bed temperature is maintained at about 870 ° C. (1600 ° F.). Container 200 has a first solids inlet 201 that receives primary sorbent 74 from the primary filter and a second solids inlet (not shown) through which particles 79 captured by cyclone separator 81 ′ are returned. ).
[0038]
Although the present invention has been illustrated and described with reference to fuel gas produced by a gasifier, the present invention can be applied directly to purify fuel gas produced in a direct coal combustion turbine. Further, although the present invention has been disclosed as having both a primary sulfur removal stage and a polishing sulfur removal stage, the present invention can be practiced with a single sulfur removal stage using either a primary or polishing sorbent alone. .
[0039]
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is a schematic diagram of an integrated coal gasification gas turbine power plant using the hot gas cleaning apparatus of the present invention.
FIG. 2 is a schematic diagram of the hot gas cleaning apparatus shown in FIG.
FIG. 3 is a detailed view of a primary filter and an oxidizer portion of the hot gas cleaning device shown in FIG. 2;
4 is a detailed view of a sulfur polishing unit, a secondary filter, and a sorbent desorption tower portion of the hot gas cleaning apparatus shown in FIG.
5 is a cross-sectional view of the primary filter shown in FIG.
6 is a detailed view of the candle array of the primary filter shown in FIG.
7 is a detailed view of one candle in the candle array shown in FIG. 6. FIG.
8 is a partial cross-sectional view of the alkali removal container shown in FIG.
9 is a partial cross-sectional view of the sulfur polishing container shown in FIG.
10 is a partial cross-sectional view of the sorbent desorption tower vessel shown in FIG. 2. FIG.
11 is a partial cross-sectional view of the oxidizer container shown in FIG. 2. FIG.
[Explanation of symbols]
1 Compressor
2 Gasifier
3 Cyclone separator
4 Heat exchanger
5 Gas cleaning equipment
6 Combustor
7 Turbine
8 Waste heat recovery heat exchanger
21 Primary sulfur removal / oxidation subsystem
22 Polishing sulfur removal / desorption system
23 Alkali removal unit
24 Primary sulfur sorbent
25 Primary filter
26 Oxidizer
33 Polishing desulfurization equipment
34 Desorption tower
35 Secondary filter

Claims

An apparatus for removing sulfur species from a hot gas obtained from coal, injecting a first sulfur sorbent into contact with the gas, thereby bringing the first sulfur sorbent into the gas. A first means for entraining and converting the first sulfur sorbent to a first sulfur compound; at least a portion of the first sulfur sorbent entrained from the gas; and the first sulfur. Removing means for removing a compound, and being coupled to receive the gas from the removing means, wherein a second sulfur sorbent is contacted with the gas and a portion of the second sulfur sorbent is second Means for converting to a sulfur compound; regenerating means for regenerating the second sulfur compound to produce the second sulfur sorbent and sulfur gas; and the first sulfur sorbent removed by the removing means. Linked to receive the dressing and the first sulfur compound And a container connected to receive the sulfur gas generated by the regeneration means, the container being fluidized by the sulfur gas, the first sulfur sorbent and the first sulfur compound. A device characterized in that it encloses a layer consisting of:

2. The apparatus of claim 1, wherein the regeneration means surrounds a fluidized bed comprising the second sulfur compound.

The apparatus of claim 2 wherein the second sulfur sorbent is a copper-based sorbent.

4. The apparatus according to claim 3, wherein the second sulfur compound is copper sulfide and the sulfur gas is sulfurous acid gas.

A method for removing sulfur species from a hot gas obtained from coal, wherein a first sulfur sorbent is contacted with the gas, thereby converting the first sulfur sorbent to a first sulfur compound. Removing a first portion of the sulfur species from the gas by converting, wherein the first sulfur sorbent and at least a portion of the first sulfur compound are entrained in the gas and entrained Removing at least a portion of the first sulfur sorbent and the entrained first sulfur compound, and contacting a second sulfur sorbent with the gas, thereby providing the second sulfur sorbent; Is converted to a second sulfur compound to remove a second portion of the sulfur species from the gas, wherein at least a portion of the second sulfur sorbent and the second sulfur compound are in the gas. Accompanied by at least a portion of the second sulfur compound. Wherein the generating the second sulfur sorbent and a sulfur gases reproduced in contact with the gas in the Hanareto.

6. The method of claim 5, wherein the step of contacting the first sulfur sorbent with the gas comprises injecting particles of the first sulfur sorbent into the gas.

7. The method of claim 6, wherein said step of injecting said first sulfur sorbent particles into said gas comprises injecting particles having a diameter of about 250 [mu] m or less.

The step of contacting a second sulfur sorbent with the gas comprises directing the gas into a container, the method comprising inserting the regenerated second sulfur sorbent into the container. 6. The method of claim 5, further comprising directing the gas to fluidize the layer of the regenerated second sulfur sorbent.

The method of claim 5, wherein regenerating at least a portion of the second sulfur compound comprises directing a fluid into a container containing the second sulfur compound layer.

The method further comprises the step of converting the first sulfur compound removed from the gas into a third sulfur compound, wherein the third sulfur compound is more stable than the first sulfur compound. The method of claim 5.

11. The method of claim 10, wherein the first sulfur compound is calcium sulfide and the third sulfur compound is calcium sulfate.

12. The method of claim 10, wherein the step of converting the first sulfur compound to the third sulfur compound comprises fluidizing the first sulfur compound layer in a container.

6. The method of claim 5, further comprising the step of converting the sulfur gas produced in the regeneration step into a solid sulfur compound.

14. The method of claim 13, wherein the step of converting the sulfur gas generated in the regeneration step into a solid sulfur compound comprises fluidizing the first sulfur sorbent layer with the sulfur gas.

Converting the first sulfur compound removed from the gas to a third sulfur compound, the third sulfur compound being more stable than the first sulfur compound, and further, the regeneration step. 6. The method of claim 5, further comprising the step of converting the sulfur gas produced by the process into a solid sulfur compound.

The first sulfur compound is calcium sulfide, the third sulfur compound is calcium sulfate, the sulfur gas is sulfurous acid gas, and the solid sulfur compound is calcium sulfate. Method.

The step of converting the first sulfur compound into a third sulfur compound and the step of converting the sulfur gas into a solid sulfur compound flow the first sulfur sorbent and the first sulfur compound in the sulfur gas. The method of claim 15 comprising the step of: